Net Contractor Take - METODE PENELITIAN

BAB III METODOLOGI PENELITIAN

3.1 METODE PENELITIAN

3.1.6. Net Contractor Take

Pendapatan kontraktor merupakan hasil keuntungan bersih yang diperoleh oleh kontraktor. Hasil pendapatan bersih kontraktor pada penelitian ini dapat dihitung menggunakan rumus berikut :

𝑁𝑒𝑡 𝐶𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 = 𝐶𝑜𝑛. 𝑇𝑎𝑥𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑆ℎ𝑎𝑟𝑒 − 𝐺𝑜𝑣𝑒𝑟𝑛𝑚𝑒𝑛𝑡 𝑇𝑎𝑥 𝐸𝑛𝑡𝑖𝑡𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡 3.1.7. Net Government Take

Pendapatan bersih pemerintah pada kontrak bagi hasil gross split berasal dari split kotor gross revenue dan potongan pajak pendapatan kontraktor.

𝑁𝑒𝑡 𝐺𝑜𝑣𝑒𝑟𝑚𝑒𝑛𝑡 = 𝐺𝑜𝑣𝑒𝑟𝑚𝑒𝑛𝑡 𝑇𝑎𝑥 + 𝐺𝑟𝑜𝑠𝑠 𝐺𝑜𝑣𝑒𝑟𝑚𝑒𝑛𝑡 𝑇𝑎𝑘𝑒 3.1.8. Indikator Keekonomian

Indikator keekonomian yang akan dihitung untuk menentukan kelayakan produksi pada penelitian ini adalah Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR) dan Pay Out Time (POT).

1. Menghitung Net Present Value (NPV) : 𝑁𝑃𝑉 = 𝐶𝐹₀+ 𝐶𝐹₁

i = Discount Rate/ Suku Bunga n = Tahun produksi ke n

2. Menghitung Internal Rate of Return (IRR) : 𝐼𝑅𝑅 = 𝑖₁+ 𝑁𝑃𝑉₁

3. Menghitung Pay Out Time (POT) 𝑃𝑂𝑇 = 𝑇₁+ 𝐶𝑢𝑚₁

Jenis penelitian ini adalah studi kasus yang melanjutkan penelitian dari dua peneliti sebelumnya. Penelitian pertama oleh (Sosrowidjojo, 2013) yang melakukan penelitian mengenai sifat geochemical lapisan coal lapangan tersebut. Penelitian

Universitas Islam Riau kedua oleh (Fajar S & Sukirno, 2018) yaitu penelitian mengenai simulasi produksi menggunakan fracturing. Dua penelitian tersebut dilanjutkan ke penelitian ini, dimana penelitian ini bertujuan untuk menentukan kelayakan produksi dengan cara memperhitungkan faktor keekonomian produksi lapangan CBM X menggunakan kontrak bagi hasil gross split.

3.3 PENGAMBILAN DATA

Pengambilan data pada penelitian ini dilakukan secara sekunder yang didapatkan dari literatur berupa tesis, jurnal dan sumber pustaka lainnya.

Tabel 2-2 Sifat fisik Lapisan batu bara lapangan CBM X

Subjek Nilai Satuan

Tekanan Reservoir 1.279 psi

Komposisi Methane 95 % mol

Net Pay 12 m

Gas Content 1,134 scf/ ton

SG 0,5537

ф 5 %

K 4 md

Coal Rank Sub-bituminous

Gas Production 3.891.281,7 MMBTU

Kedalaman 450 m

Kandungan CO2 4,25 %

API 124,1

Sumber: (Sosrowidjojo, 2013)

Tabel 3-3 Data simulasi produksi lapangan CBM X

Sumber: (Fajar S & Sukirno, 2018)

TAHUN JUMLAH

Universitas Islam Riau Tabel 3-4 Investasi Capital

CAPITAL COST HARGA (USD)

Fracking Unit $ 762.000

Water Pumping Unit $ 508.000

Flare stack $ 63.500

Gas Clean up Facility $ 1.270.000

Gas Storage tanks $ 2.540.000

Methane Pipelines $ 1.473.200

Gas Collection Points $ 110.490

Gas compression unit $ 1.270.000

Road Construction $ 381.000

Other infrastructure $ 635.000

TOTAL $ 9.013.190

Tabel 3-5 Investasi Non Capital

NON CAPITAL COST HARGA (USD)

Licences, EIA, monitoring, verification and accommodation $ 200.000 Seismic&Survey, G&G studies, Intangible Drilling $ 2.500.000

TOTAL $ 2.700.000

Tabel 3-6 Termin Fiskal

Data Ekonomi Nilai

Discount Rate 15 %

Split untuk Kontraktor 70 %

Split untuk Pemerintah 30 %

Pajak 40,5%

MARR 15%

Opex 4 US$/ MMBTU

3.4 FLOW CHART

Mulai

Persiapan Data 1. Data karakteristik reservoir 2. Data hasil simulasi produksi CBM 3. Data cash in dan cash out

Pembagian Split

Pembuatan Cash Flow

Kesimpulan dan Saran

Selesai Analisis Kelayakan

 Perhitungan bagi hasil untuk pemerintah dan kontraktor

 Perhitungan indikator keekonomian NPV

 Perhitungan indikator keekonomian IRR

 Perhitungan indikator keekonomian POT

Gambar 3.1 Diagram alur penelitian (Flow Chart)

Universitas Islam Riau 3.4 JADWAL PENELITIAN

Penelitian ini dilakukan mulai dari April 2020 sampai Juni 2020, perinciannya dapat dilihat pada gantt chart berikut :

Tabel 3-7 Jadwal waktu penelitian

No Description

2020 Apr May Jun 1 Studi Literatur

2 Pengumpulan dan persiapan data

3 Perhitungan pembagian split berdasarkan gross split no. 52 tahun 2017

4 Pembuatan cash flow berdasarkan investasi dan termin fiskal

5 Perhitungan indikator keekonomian NPV, IRR dan POT berdasarkan hasil

perhitungan cash flow

6 Menganalisis hasil perhitungan dan kelayakan produksi

7 Pembuatan laporan tugas akhir

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN 4.1 ANALISIS KEEKONOMIAN

Analisis keekonomian merupakan suatu perhitungan yang dilakukan untuk meramalkan pendapatan keuntungan pemerintah dan kontraktor, selain itu perhitungan keekonomian juga dapat membuktikan apakah hasil data dari simulasi dapat digunakan untuk produksi nyata atau tidak.

Perhitungan indikator keekonomian yang dilakukan pada penelitian ini adalah penentuan nilai NPV, IRR dan POT. Sebelum menentukan nilai indikator- indikator keekonomian tersebut, perlu diperhitungkan perincian pembiayaan atau cash flow dari suatu produksi.

4.1.1 Data Simulasi

Data hasil simulasi dari penelitian (Fajar S & Sukirno, 2018) yang digunakan untuk produksi lapangan CBM X adalah sebagai berikut:

 Jumlah Sumur: 412 wells

 Total commulative produksi gas: 3.891.281,7 MBBL

 Lama Produksi: 30 tahun

4.1.2 Biaya Investasi

Biaya investasi merupakan biaya modal yang digunakan untuk memproduksikan suatu lapangan. Biaya investasi terdiri dari biaya capital dan non capital, dimana biaya capital merupakan modal yang dapat dibayarkan seiring berjalannya proses produksi dan biaya non capital merupakan biaya modal yang harus dibayarkan langsung.

Universitas Islam Riau 4.1.3 Parameter- Parameter Perhitungan Keekonomian

Data atau parameter yang dibutuhkan untuk memperhitungkan keekonomian berdasarkan kontrak bagi hasil gross split adalah :

Tabel 4-1 Parameter Perhitungan Keekonomian Metode Gross Split

4.1.4 Pembagian Split Kontrak Gross Split

Perhitungan pembagian split dilakukan sesuai dengan Peraturan Menteri Energi Sumber Daya Alam (ESDM) No 52 Tahun 2017 mengenai Kontrak Bagi Hasil Gross Split. Pembagian split diawali dengan base split dan dilakukan penyesuain split menggunakan variable split dan progressive split.

DATA UNIT VALUE

INVESTASI

Capital MUS$ $ 9.013

Non Capital MUS$ $ 2.700

DATA PRODUKSI

Gas MBBL 3.891.281,7

Lama Produksi Years 30

DATA EKONOMI

Disc rate % 15%

Total Split (Contractor) % 70%

Total Split (Government) % 30%

Tax % 40,5%

MARR % 15 %

OPEX US$/MMBTU 4

Harga Gas

US$/MMBTU 6

Tabel 4-2 Penyesuaian Split

No Komponen Karakteristik

Lapangan

5 Jenis Reservoir Unconventional 12,5

6 Kandungan C𝑂₂ (%) 4% 0

7 Kandungan 𝐻₂S - 0

8 Berat Jenis 124,1 0

9 Tingkat Komponen Dalam Negeri (%)

12 Jumlah Komulatif Produksi Minyak dan Gas Bumi

(MMBOE)

≥175 0

Total 2,5%

Total seluruh koreksi split untuk kontraktor 22%

Base split untuk gas bumi adalah 48% untuk kontraktor dan 52% untuk pemerintah. Setelah penyesuain split menggunakan variable split dan progressive split didapatkan, hasil split akhir 70% untuk kontraktor dan 30% untuk pemerintah.

Hasil perubahan split yang cukup besar disebabkan oleh salah satu dari variable

Universitas Islam Riau split yang merubah split berdasarkan jenis reservoir yaitu conventional reservoir atau unconventional reservoir.

Perubahan split berdasarkan jenis reservoir unconventional cukup rasional karena untuk memproduksikan reservoir unconventional biasanya dibutuhkan modal, teknologi dan resiko akan kegagalan yang lebih tinggi dari produksi reservoir conventional. Karena itu, proses perhitungan keekonomian menggunakan metode bagi hasil gross split sangat tepat digunakan untuk produksi reservoir jenis unconventional baik itu CBM, shale gas ataupun unconventional reservoir lainnya.

4.1.5 Gross Revenue

Gross revenue merupakan keuntungan kotor dari ekonomi produksi yang dapat dihitung menggunakan rumus :

𝐺𝑟𝑜𝑠𝑠 𝑅𝑒𝑣𝑒𝑛𝑢𝑒 = $6 × 3.891.294.18 = $ 23.347.765

Data produksi hasil simulasi pada penelitian ini menunjukan bahwa produksi gas dimulai pada tahun 4, dimana sebelum tahun ke 4 nilai dari gross revenue adalah 0 karena tidak terdapatnya gas pada proses produksi.

4.1.6 Operating Cost

Operating cost adalah modal yang digunakan untuk menjaga keberlangsungan produksi migas. Perhitungan operating cost atau opex pada ekonomi migas biasanya dihitung berdasarkan jumlah produksi gas, dimana rumus untuk menghitungnya adalah :

𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑛𝑔 𝐶𝑜𝑠𝑡 = $4 × 3.891.294.18 = $ 15.565.177

Sama seperti pada perhitungan gross revenue, karena produksi gas terjadi pada tahun ke 4, maka perhitungan operating cost sebelum tahun ke 4 bernilai 0.

Total seluruh operating cost selama 30 tahun adalah $ 15.565.177.

4.1.7 Depresiasi

Depresiasi adalah pengurangan atau pembayaran biaya modal berdasarkan dengan hasil yang didapatkan pertahun. Menurut (Wimar, 2016) Beberapa faktor

yang harus diperhitungkan dalam menghitung periode depresiasi dari suatu barang atau modal adalah biaya awal (initial cost), harga yang diperoleh pada waktu barang selesai dipakai dan lama waktu pemakaian.

Tabel 4-3 Depresiasi selama 5 tahun

Pada penelitian ini pembayaran depresiasi dilakukan selama 5 tahun, dimana total depresiasinya adalah $9.013.190.

4.1.8 Deductible Expense

Deductible expense adalah total biaya pengeluaran yang digunakan sebagai pengurang hasil pendapatan kotor yang akan dipajakkan. Dalam ekonomi migas perhitungan deductible expense dapat dilakukan menggunakan rumus berikut :

𝐷𝑒𝑑𝑢𝑐𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒 𝐸𝑥𝑝𝑒𝑛𝑠𝑒 = $2.700 .000 + $9.013.190 + $ 15.565.177 = $27.278.367 Perhitungan deductible expense berguna sebagai pengurang biaya yang akan dikenai pajak. Biaya non capital, operating cost dan depresiasi termasuk kepada deductible expense karena sesuai dengan UU No.36 Tahun 2008 tentang Pajak Penghasilan biaya non capital, operating cost dan depresiasi termasuk kepada biaya untuk mendapatkan, menagih dan memelihara penghasilan.

4.1.9 Pendapatan Kontraktor

Pendapatan kontraktor merupakan hasil keuntungan bersih yang diperoleh oleh kontraktor. Hasil pendapatan bersih kontraktor pada penelitian ini dapat dihitung menggunakan rumus berikut :

𝑁𝑒𝑡 𝐶𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑇𝑎𝑘𝑒 = $774.456.397 − $313.655.841 = $460.801.556 4.1.10 Pendapatan Pemerintah

Pendapatan bersih pemerintah pada kontrak bagi hasil gross split berasal dari split kotor gross revenue dan potongan pajak pendapatan kontraktor 40.5%.

TAHUN KE 1 2 3 4 5

DEPRESIASI 2.253 1.690 1.267 951 2.851,8

Universitas Islam Riau 𝑁𝑒𝑡 𝐺𝑜𝑣𝑒𝑟𝑚𝑒𝑛𝑡 = $313.654.841 + $7.004.329.529 = $7.317.984.370

4.2 INDIKATOR KEEKONOMIAN

Perhitungan indikator keekonomian merupakan perhitungan yang menentukan apakah produksi layak atau tidak untuk diterapkan secara nyata.

Indikator keekonomian yang dihitung pada penelitian ini adalah Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR) dan Pay Out Time (POT).

4.2.1 Net Present Value (NPV)

NPV adalah perbandingan antara present value dari total cash in dan present value dari total cash out sesuai discount rate yang diberikan.

𝑁𝑃𝑉 = (−2700) + (−2253) didasarkan pada NPV produksi ini dinyatakan layak untuk diterapkan secara nyata.

4.2.2 Internal Rate of Return (IRR)

IRR adalah perolehan pertahun dari investasi, nilai IRR menentukan apakah suatu investasi menarik untuk dilakukan atau tidak. Semakin tinggi nilai IRR maka semakin tinggi juga kemungkinan suatu proyek akan mendapatkan investasi. Nilai IRR tidak dapat dihitung secara langsung, nilainya dapat dihitung melalui trial and error.

Perhitungan IRR pada penelitian ini menggunakan nilai discount rate sebesar 35% yang mendapatkan nilai NPV $1.699.725 dan discount rate sebesar 40% yang mendapatkan nilai NPV -$2.755.982

𝐼𝑅𝑅 = 35% + 1.699.725

(1.699.725 + 2.755.982)× (40% − 35%) IRR = 39%

Hasil perhitungan IRR tersebut bernilai lebih besar dari MARR, maka berdasarkan nilai IRR produksi ini layak diterapkan secara nyata.

4.2.3 Pay Out Time (POT)

POT merupakan total waktu yang dibutuhkan untuk mendapatkan nilai cash inflow agar setara dengan cash outflow. Perhitungan nilai POT berguna untuk menentukan berapa lama suatu modal investasi berubah menjadi keuntungan.

Nilainya dapat dihitung dengan menambahkan cash in perwaktu pendapatan sampai menutupi total cash out, waktu saat seluruh cash out sudah tertutupi merupakan nilai dari POT.

Pada penelitian ini, nilai cumulatif positif didapatkan pada tahun ke 6 dengan nilai $3.741.758 dan nilai cumulatif sebelumnya yaitu tahun ke 7 adalah $- 4.443.715, sehingga perhitungan POT dapat dilakukan dengan interpolasi.

𝑃𝑂𝑇 = 6 + 3.741.758

(3.741.758 + 4.443.715)× (7 − 6) POT = 7 Tahun

Perhitungan nilai POT dinyatakan layak apabila hasilnya lebih kecil dibandingkan dengan lama tahun produksi. Tahun produksi penelitian ini adalah 30 tahun, maka berdasarkan hasil perhitungan POT produksi ini layak diterapkan secara nyata.

Universitas Islam Riau BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN 5.1 KESIMPULAN

Berdasarkan hasil penelitian tugas akhir ini, kesimpulan yang dapat diberikan adalah :

1. Hasil pembagian split berdasarkan Peraturan Menteri ESDM No. 52 Tahun 2017 adalah 70% untuk kontraktor dan 30% untuk pemerintah.

2. Berdasarkan PSC gross split dan perhitungan cash flow, hasil pendapatan bersih untuk kontraktor adalah $460.801.556 dan pendapatan bersih untuk pemerintah adalah $7.317.984.370.

3. Perhitungan indikator keekonomian mendapatkan hasil NPV@15% =

$43.915.290, IRR= 39% dan POT = 7 tahun. Kelayakan produksi dapat ditentukan dengan nila NPV yang positif, nilai IRR yang melebihi MARR

= 15%, dan nilai POT yang kurang dari tahun produksi. Berdasarkan hasil perhitungan indikator keekonomian tersebut produksi lapangan CBM X secara ekonomi layak untuk dilakukan.

5.2 SARAN

Penelitian ini masih dapat dilanjutkan untuk mendapatkan hasil analisis yang lebih baik. Saran penulis kepada pembaca yang ingin melanjutkan penelitian ini adalah melakukan perhitungan keekonomian CBM dengan menggunakan kontrak psc conventional dan menganalisis perbandingan antara kontrak psc conventional dan kontrak gross split.

DAFTAR PUSTAKA

Amott, N., Garlick, P., Andrews, P., & Wagensveld, S. V. (2016). Coal Bed Methane - Unconventional Gas Become an Optimised Solution. Society of Petroleum Engineers, 1-7.

Anjani, B. R., & Baihaqi, I. (2018). Comparative analysis of 􀏐inancial Production Sharing Contract (PSC) cost recovery with PSC gross split: Case study in one of the contractor SKK Migas. Journal of Administrative and Business Studies, 7-15.

Ariyanto, A. B. (2015). Analisis Keekonomian Pengembangan Coal Bed Methane (CBM) di Indonesia dengan Berbagai Model Production Sharing Contract (PSC). Seminar Nasional Cendekiawan 2015, 196-199.

Ariyon, M., & Dewi, E. K. (2018). Studi Perbandingan Keekonomian Pengembangan Lapangan Minyak Marjinal Menggunakan Production Sharing Contract dan Gross Split. Seminar Nasional Teknologi dan Rekayasa, 3-6.

Deisman, N., Chalaturnyk, R. J., Campbell, R., & Virues, C. (2015). Reservoire Characterization and Coupled Reservoir-Geomechanical Simulation of CBM Using GSI- Case Studies. Society of Petroleum Engineers, 1-3.

Fajar S, M., & Sukirno. (2018). The Development of Coalbed Methane Field in Indonesia Using Hydraulic Fracturing Technology. ISER 129th International Conference, 1-6.

Giranza, M. J., & Bergmann, A. (2018). Indonesia’s New Gross Split PSC: Is It More Superior Than the Previous Standard PSC? Journal of Economics, Business and Management, 2-5.

Universitas Islam Riau Hamawand, I., Yusaf, T., & Hamawand, S. G. (2013). Coal Seam Gas and

Associated Water: A Review Paper. Elsevier, 1-8.

Hasyim, A., & Irham, S. (2015). Analisa Perbandingan Kontrak Bagi Hasil PSC, PSC No Cost Recovery dan Sliding Scale PSC No Cost Recovery Pada Lapangan CBM X Dengan Optimasi Drilling Schedule. Seminar Nasional Cendekiawan, 1-3.

Honesti, & Djali. (2012). Analisis Ekonomi dan Finansial Pengembangan Bandar Udara Internasional Minangkabau (BIM) di Sumatera Barat. Jurnal Momentum, 50-59.

Irawan, C., Nurcahyanto, D., Azmy, I. F., Paju, J. A., & Ernata, W. M. (2017).

Review of Coal Bed Methane Prospect in Indonesia. Society of Petroleum Engineers, 1-6.

Nirmala. (2016). Analisis Biaya Gas Menggunakan Total Expenditure dan Cost Recovery Pada Perusahaan X. 94-102.

Purwanto, W. W. (2016). The Natural Gas Industry Development in Indonesia.

Sustainable Energy Sistem & Policy Research Cluster, 1-5.

Rulandari, N., Rusli, B., Mirna, R., Nurmantu, S., & Setiawan, M. I. (2018).

Valuation of Production Sharing Contract Cost Recovery Vs Gross Split in Earth Oil and Gas Cooperation Contracts in Indonesia and The Aspect of Public Service. Journal of Physics, 5-8.

Ryba, A., & Alessio, L. (2011). Methodologies and Tools for Coal Bed Methane (CBM) Field Development Planning Studies. Society of Petroleum Engineers, 2-6.

Sarhosis, V. (2016). Economic modelling for coal bed methane production and electricity generation from deep virgin coal seams . Article in Energy , 26-33.

Sidiq, H., & Khalili, A. D. (2013). Moving CBM Reservoir Into Production- Developing a New Workflow. Society Of Petroleum Engineers, 1-3.

Soliman, M. Y., Daal, J., & East, L. (2012). Fracturing unconventional formations to enhance productivity. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 5-15.

Sosrowidjojo, I. B. (2013). Coal Geochemistry of The Unconventional Muaraenim Coalbed Reservoir, South Sumatera Basin: A Case Study From The Rambutan Field. R & D Centre for Oil and Gas Technology, 2-7.

Sulistiyono. (2011). Analisis Kelayakan Penambahan Sumur Produksi Minyak dan Gas Bumi. Jurnal Ilmiah MTG, 4.

Suranto. (2016). Perbandingan Kinerja Reservoir Gas Konvensional dengan Coal Bed Methane (CBM). Journal of Earth Energy Engineering, 1-7.

the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resource No.8, 8 (Minister of Energy and Mineral Resource 2017).

William, Kartoatmodjo, T., & Prima, A. (2017). Studi Kelayakan Keekonomian Pada Pengembangan Lapangan GX, GY, dan GZ Dengan Sistem PSC dan Gross SPlit. Seminar Nasional Cendekiawan, 2-6.

Wimar, P. V. (2016). Analisis dalam Pengembangan Keekonomian Coal Bed Methane di Indonesia. PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN, 7-86.

Yasuha, J. X., & Saifi, M. (2017). Analisis Kelayakan Investasi Atas Rencana Penambahan Aktiva Tetap. Jurnal Administrasi Bisnis, 114-120.

Dalam dokumen ANALISIS PERHITUNGAN KEEKONOMIAN BERDASARKAN PEROLEHAN GAS PADA LAPANGAN CBM MENGGUNAKAN KONTRAK BAGI HASIL GROSS SPLIT TUGAS AKHIR (Halaman 27-0)